(57)【要約】【課題】電気事業者のＣＯ2排出原単位を一定期間の将来まで予測する排出原単位算出システムを提供する。【解決手段】排出原単位算出システム１が、需給運用計画情報５に基づいて発電ユニット２の起動、停止、および、出力を指令する中央給電システム３と、所定の時間間隔毎に発電ユニット２のうち火力発電ユニットの発電端出力、および、燃料投入量を計測して実績値として記憶する実績値情報６と、需給運用計画情報５と実績値情報６に記憶された実績値とから、ＣＯ2原単位の予測値を算出する原単位演算装置７と、を備え、原単位演算装置７が、実績値情報６に記憶された実績値により、火力発電ユニットの将来の燃料投入量を予測する予測値推定処理Ｓ１００と、火力発電ユニットを含む全発電ユニットの需要予測情報５から需要家に対する将来の販売電力を予測する販売電力量推定処理Ｓ１１０と、燃料投入量の予測値、および、販売電力の予測値から、将来のＣＯ2排出原単位を算出するＣＯ2原単位算出処理Ｓ１２０と、を有して構成される。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
需給運用計画情報に基づいて発電ユニットの起動、停止、および、出力を指令する給電制御手段と、
所定の時間間隔毎に前記発電ユニットのうち火力発電ユニットの発電端出力、および、燃料投入量を計測して実績値として記憶する実績値記憶手段と、
前記需給運用計画情報と前記実績値記憶手段に記憶された実績値とから、ＣＯ2排出原単位の予測値を算出する原単位演算手段と、を備えて構成され、
前記原単位演算手段が、
前記実績値記憶手段に記憶された前記実績値により、前記火力発電ユニットの将来の燃料投入量を予測する第１のステップと、
前記需要予測情報から需要家に対する将来の販売電力を予測する第２のステップと、
前記燃料投入量の予測値、および、前記販売電力の予測値から、将来のＣＯ2排出原単位を算出する第３のステップと、を有して構成されるＣＯ2排出原単位算出システム。
【請求項２】
前記第１のステップが、
前記火力発電ユニットのボイラが点火されてから前記火力発電ユニットの発電機が電力系統に並列されるまでの期間、前記発電機が並列されてから解列されるまでの期間、および、前記ボイラが停止している期間に分けて前記燃料投入量を予測するように構成された請求項１に記載のＣＯ2排出原単位算出システム。
【請求項３】
前記原単位演算手段が、前記実績値記憶手段に記憶された前記実績値から、ＣＯ2排出原単位の実績値を算出するように構成された請求項１または２に記載のＣＯ2排出原単位算出システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電気事業者のＣＯ2排出原単位をリアルタイムに算出するＣＯ2排出原単位算出システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
京都議定書における我が国の二酸化炭素（ＣＯ2）削減目標を達成するため、いわゆる改正省エネ法や地球温暖化対策推進法が施行されており、産業・民生・運輸等の各部門における省エネルギーおよびＣＯ2排出量削減のための様々な方策が規定されている（例えば、特許文献１参照）。特に、地球温暖化対策推進法により新たに導入される「温室効果ガス算定・報告・公表制度」は、エネルギー指定管理工場・特定運送事業者・特定荷主によるＣＯ2排出量の定期的報告を義務づけている。その際、一般電気事業者の系統電力起源分のＣＯ2排出量算出に当たっては、ＣＯ2排出量を一般電気事業者の販売電力量で除して求められたＣＯ2排出原単位［ｋｇＣＯ2／ｋＷｈ］を用いることに規定されている。このＣＯ2排出原単位は、年ごとの値で、かつ、（水力・火力・原子力を全て含む）全電源平均値として算出・公表されている。
【０００３】
【特許文献１】特開２００５−２５８８８０号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、上述のように一般電気事業者が販売する電力には、ＣＯ2を排出する火力発電と、ＣＯ2をほとんど排出しない水力・原子力発電とから構成されているが、これらの電源が発電量に寄与する割合は季節や時間帯により大きく異なる。したがって、ＣＯ2排出原単位の算出をリアルタイムに実行することが必要とされている。
【０００５】
本発明はこのような課題に鑑みてなされたものであり、電気事業者のＣＯ2排出原単位を一定期間の将来まで予測するＣＯ2排出原単位算出システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
前記課題を解決するために、本発明に係るＣＯ2排出原単位算出システムは、需給運用計画情報に基づいて発電ユニットの起動、停止、および、出力を指令する給電制御手段（例えば、実施形態における中央給電システム３）と、所定の時間間隔毎に発電ユニットのうち火力発電ユニットの発電端出力、および、燃料投入量を計測して実績値として記憶する実績値記憶手段（例えば、実施形態における実績値情報６）と、需給運用計画情報と実績値記憶手段に記憶された実績値とから、ＣＯ2排出原単位の予測値を算出する原単位演算手段（例えば、実施形態における原単位演算装置７）と、を備える。そして、原単位演算手段が、実績値記憶手段に記憶された実績値により、火力発電ユニットの将来の燃料投入量を予測する第１のステップ（例えば、実施形態における予測値推定処理Ｓ１００）と、需要予測情報から需要家に対する将来の販売電力を予測する第２のステップ（例えば、実施形態における販売電力推定処理Ｓ１１０）と、燃料投入量の予測値、および、販売電力の予測値から、将来のＣＯ2排出原単位を算出する第３のステップ（例えば、実施形態におけるＣＯ2原単位算出処理Ｓ１２０）と、を有して構成される。
【０００７】
このような本発明に係る排出原単位算出システムにおいて、第１のステップが、火力発電ユニットのボイラが点火されてから火力発電ユニットの発電機が電力系統に並列されるまでの期間、発電機が並列されてから解列されるまでの期間、および、ボイラが停止している期間に分けて燃料投入量を予測するように構成されることが好ましい。
【０００８】
また、原単位演算手段が、実績値記憶手段に記憶された実績値から、ＣＯ2排出原単位の実績値を算出するように構成されることが好ましい。
【発明の効果】
【０００９】
本発明に係るＣＯ2排出原単位算出システムを以上のように構成すると、火力発電ユニットに投入される燃料投入量を予測することにより、精度の高いＣＯ2排出原単位を予測して提供することができる。このとき、火力発電ユニットの運転状態に応じて燃料投入量を予測することにより、より精度の高いＣＯ2排出原単位を算出することができる。また、発電ユニットの実績値からＣＯ2排出原単位を算出すると、火力発電ユニットによる発生するＣＯ2排出量に基づいて正確なＣＯ2排出原単位を算出することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１０】
以下、本発明の好ましい実施形態について図面を参照して説明する。まず、図１を用いて本発明に係るＣＯ2排出原単位算出システム１の構成について説明する。電気事業者は複数の発電ユニット２を有しており、これらの運用はネットワーク４を介して接続された中央給電システム３からの起動・停止・出力指令により行われる。具体的には中央給電システム３は、需要予測等に基づく需給運用計画情報５を用いて各発電ユニット２の起動・停止および発電端出力の指令を行うとともに、各発電ユニット２から送信される起動・停止等のプロセス設定値情報（ＳＶ情報）と発電端出力や燃料投入量等のテレメータ情報（ＴＭ情報）とを収集し、実績値情報６として記憶する。
【００１１】
原単位演算装置７は、ネットワーク８を介して中央給電システム３と接続されており、上述のＳＶ情報およびＴＭ情報等の各発電ユニット２の実績値情報６および需給運用計画情報５等をこの中央給電システム３から取得し、ＣＯ2排出原単位の実績値および予測値を演算して求め、公開サーバ９の原単位情報１０に蓄積し、インターネット等のネットワーク１１を介して需要家に提供する。これにより、需要家システム１２は、自己の電力使用量の実績値および予測値データ１３を用いて、ＣＯ2排出量を求めることができる。
【００１２】
なお、以降の説明において、当該電気事業者が運用する火力発電所の各発電ユニットが合計でＭ台あり、各火力発電ユニットについて通し番号が付されており、この番号をｉ（１≦ｉ≦Ｍ）で表すものとする。また、各火力発電ユニットには、中央給電システム３からの出力指令値に追従した発電端出力となるように燃料が投入され、所定の時間間隔でこの火力発電ユニットの発電端電力Ｐi（ｔ）および燃料投入量Ｆi（ｔ）が計測され（計測時刻をｔとする）、ＴＭ値として中央給電システム３に送信される。また、各火力発電ユニットを構成する発電機の電力系統への並列／解列状態はＳＶ値として上記ＴＭ値と同時に所定の時間間隔で中央給電システム３に送信される。そして、これらのＳＶ値およびＴＭ値は、上述のように中央給電システム３の実績値情報６に記録される。
【００１３】
このような火力発電ユニットにおいて、ボイラの点火から発電機の起動、停止までの発電端出力Ｐi（ｔ）と燃料投入量Ｆi（ｔ）の遷移状態を図２に示す。なお、発電端出力Ｐi（ｔ）は通常ＭＷの単位が用いられる。また、燃料投入量Ｆi（ｔ）は単位時間当たりの投入量であるため、ｋｇ／ｈの単位が用いられるが、この燃料投入量Ｆi（ｔ）は、燃料種別（天然ガス、石油、石炭、等）に応じてｋｇ／ｈ以外の単位を用いることもできる（たとえば、重量としてｔを用いることができるし、単位時間として分や秒とすることもできる）。ここで、第ｉ番目の火力発電ユニットの発電端出力Ｐi（ｔ）は、この発電機が電力系統に並列されてから解列されるまでの間、正の値を取る。また、燃料投入量Ｆi（ｔ）は、ボイラ点火からボイラ消火に至るまでの間は正の値を取り、停止中は常に０となる。なお、発電機が電力系統から解列された後、ボイラが消火するまでに要する時間は無視できるものとし、発電機解列とボイラ消火はほぼ同時である。
【００１４】
それでは、原単位演算装置７におけるＣＯ2排出原単位の求め方について図３〜図６を用いて説明する。なお、この原単位演算装置７は、図３に示す処理フローを実行するが、以降の説明においてはこの処理フローに沿って説明する。また、以降の説明においては、現在の時刻をｔprとし、ボイラ点火時刻をｔ1とし、発電機の並列時刻をｔ2とし、発電機の解列時刻をｔ3として説明し、また、指令値・予測値等の将来値については、アポストロフィ（′）を付けて表現する。
【００１５】
（ユニットの状態変数の予測値推定処理Ｓ１００）
本実施例における原単位演算装置７は、現在時刻ｔprまでのＣＯ2排出原単位については、中央給電システム３に記録された発電端電力Ｐi（ｔ）および燃料投入量Ｆi（ｔ）の実績値を用いて計算するが、現在時刻ｔprより将来の時刻ｔ（ｔ＞ｔpr）のＣＯ2排出原単位については、過去の発電端電力Ｐi（ｔ）および燃料投入量Ｆi（ｔ）の実績値から予測された値Ｐi′（ｔ）および燃料投入量Ｆi′（ｔ）が用いられる。
【００１６】
ここで、火力発電ユニットの発電端電力Ｐi（ｔ）および燃料投入量Ｆi（ｔ）を予測する場合、図４に示すように、火力発電ユニットの状態として、ボイラが点火されてから発電機が電力系統に並列されるまでの範囲（これを「予測範囲１」と称する）、発電機が並列されてから解列されるまでの範囲（これを「予測範囲２」と称する）、および、ボイラが停止している範囲（これを「予測範囲３」と称する）に分割すると予測が容易となる。
【００１７】
そのため、原単位演算装置７は、まず、火力発電ユニット毎に、将来の時刻ｔ（＞ｔpr）におけるボイラ点火時刻ｔ1′、発電機並列時刻ｔ2′、および、発電機解列時刻ｔ3′を求める。発電機並列および解列時刻ｔ2′，ｔ3′は中央給電システム３の需給運用計画情報５に設定されているため、原単位演算装置７は、この需給運用計画情報５からこの発電機並列および解列時刻ｔ2′，ｔ3′を取り出す。また、ボイラ点火時刻ｔ1′は、各火力発電所において決定されるため、需給運用計画情報５には設定されていない。そのため、過去の実績値におけるボイラ点火時刻ｔ1kと発電機並列時刻ｔ2kを実績値情報６から取り出し（実績値として記録された過去の情報であって、現在より何回前に実施されたかをｋで表す）、次式（１）により予測する。すなわち、ボイラ点火から発電機並列までの時間の過去Ｎ回分の平均値を求めて発電機並列時刻ｔ2′から予測する。
【００１８】
【数１】
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【００１９】
このようにして、各時刻ｔ1′〜ｔ3′が求められると、次に、それぞれの予測範囲における発電端出力の予測値Ｐi′（ｋ）と燃料投入量の予測値Ｆi′（ｋ）を算出する。なお、この場合も、中央給電システム３の実績値情報６に記憶されている過去Ｎ回分の実績値が用いられる。
【００２０】
まず、予測範囲１においては、過去Ｎ回分の発電端出力Ｐi（ｔ）と燃料投入量Ｆi（ｔ）の実績値から次式（２），（３）を用いて算出する。
【００２１】
【数２】
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【００２２】
また、予測範囲２においては、発電端出力の予測値Ｐi′（ｔ）は、中央給電システム３の需給運用計画情報５に設定された指令値と一致するのでこれを用いる。一方、燃料投入量の予測値Ｆi′（ｔ）は、中央給電システム３の実績値情報６から、過去のｔ2k≦ｔ≦ｔ3k（１≦ｋ≦Ｎ）における発電端出力Ｐi（ｔ）と燃料投入量Ｆi（ｔ）の組を取り出し、図５に示すようにこの発電端出力Ｐi（ｔ）と燃料投入量Ｆi（ｔ）との関係を示す近似曲線Ｆi＝ｇ（Ｐi）を求める（たとえば、最小二乗法による多項式近似により求める）。そして、上述の発電端出力の予測値Ｐi′（ｔ）から次式（４）により燃料投入量の予測値Ｆi′（ｔ）を算出する。
【００２３】
【数３】
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【００２４】
さらに、予測範囲３においては、この火力発電ユニットは停止しているため、発電端電力の予測値Ｐi′（ｔ）も燃料投入量の予測値Ｆi′（ｔ）も０となる。
【００２５】
（販売電力の推定処理Ｓ１１０）
次に、原単位演算装置７は、当該電気事業者について、発電所毎（火力発電ユニットだけでなく、中央給電システム３が運用する全ての発電ユニット２）の送電端電力の合計Ｒ（ｔ）［ＭＷ］と需要家毎の販売電力の合計Ｅ（ｔ）［ＭＷ］の実績値（ｔ≦ｔpr）および予測値（ｔ＞ｔpr）を求める。まず、送電端電力の合計の実績値Ｒ（ｔ）は、中央給電システム３で監視されているため、実績値情報６から取得する。また、送電端電力の合計の予測値Ｒ′（ｔ）は、中央給電システム３が給電制御のために予測値として算出しており、この予測値を需給運用計画情報５から取得する。一方、販売電力の合計の実績値Ｅ（ｔ）および予測値Ｅ′（ｔ）は次式（５）により算出される。ここで、ｑは送電率であって、式（６）により算出される。なお、送電率とは、送電ロスとして失われずに需要家に送られる電力の送電端電力に対する割合である。また、式（６）において、Ｓは過去の一定期間を意味し、式（６）の右辺の分母（一定期間における販売電力量）が既知となるように設定される。
【００２６】
【数４】
2007265008.tif 000006
【００２７】
なお、式（５）は送電端電力の合計の実績値Ｒ（ｔ）から販売電力の合計の実績値Ｅ（ｔ）を求める場合について示しているが、販売電力の合計の予測値Ｅ′（ｔ）も同一の式で送電端電力の合計の予測値Ｒ′（ｔ）から算出することができる。また、上述のように送電端電力Ｐi（ｔ）および燃料投入量Ｆi（ｔ）は離散的に計測された時系列値であるため、この販売電力の合計の実績値および推定値Ｅ（ｔ），Ｅ′（ｔ）も離散的な時系列値となる。
【００２８】
（ＣＯ2排出原単位算出処理Ｓ１２０）
以上のようにして求められた燃料投入量の実績値Ｆi（ｔ）および予測値Ｆi′（ｔ）と、販売電力量の実績値Ｅ（ｔ）および予測値Ｅ′（ｔ）から、当該電気事業者のＣＯ2排出原単位の実績値ａ（ｔ）および予測値ａ′（ｔ）を次式（７）により算出する。ここで、ｒiは第ｉ番目のユニットが使用する燃料の単位量当たりのＣＯ2排出量［ｋｇＣＯ2／ｋｇ］を示し、ユニット毎に燃料組成に応じた定数として定義される。なお、この式（７）も実績値について示すが、予測値も同様に求めることができる。またこの場合、このＣＯ2排出原単位ａ（ｔ），ａ′（ｔ）も離散的な時系列値として算出される。
【００２９】
【数５】
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【００３０】
（ＣＯ2排出原単位の公開Ｓ１３０）
このようにして算出されたＣＯ2排出原単位の時系列値ａ（ｔ），ａ′（ｔ）は、原単位演算装置７により公開サーバ９の原単位情報１０に記憶され、需要家に公開される。このＣＯ2排出原単位は、現在の時刻ｔprから過去は各ユニットの実績値により算出されており、現在の時刻ｔprより未来については上述の予測値により算出される。
【００３１】
（ＣＯ2排出原単位の更新）
中央給電システム３により発電ユニット２に送信される発電端電力の指令値および発電機の並列・解列スケジュールは、この中央給電システム３の需要予測（例えばローリング予測）の更新に伴い、時々刻々更新されている。また、発電ユニット２のＴＭ値およびＳＶ値も所定の時間間隔で時々刻々中央給電システム３に送信され実績値情報６に記憶される。そのため、原単位演算装置７も、これらの変化に応じて上述のステップＳ１００〜Ｓ１３０を繰り返し実行し、公開サーバ９の原単位情報１０の更新を行う。この場合、新たに発生した実績値によるＣＯ2排出原単位ａ（ｔ）は、それより前の処理で行われた予測値に上書きされて実績値として確定される。また、既に求められている予測値ａ′（ｔ）も、新たな情報に基づく予測値により更新される。
【００３２】
（活用形態）
それでは、このようにして原単位演算装置７で算出され、公開サーバ９で公開されるＣＯ2排出原単位の需要家における活用方法について以下に説明する。
【００３３】
【表１】
2007265008.tif 000008
【００３４】
表１に示すように、ある需要家について一定期間（例えば１年間）Ｓの実績値としての電力消費パターンをｅ0（ｔ）［ｋＷｈ／ｔ］（例えば、１時間刻みの離散値の場合は［ｋＷｈ／ｈ］となる）とすると、そのときのＣＯ2排出量Ａ0［ｋｇＣＯ2］は、公開サーバ９の原単位情報１０に記憶されているＣＯ2排出原単位の実績値ａ（ｔ）から次式（８）により算出される。なお、Ｃ0はこの期間Ｓにおいて事業活動に要したコスト［円］を表している。
【００３５】
【数６】
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【００３６】
上述のように、公開サーバ９の原単位情報１０に記憶されているＣＯ2排出原単位の実績値ａ（ｔ）は、実際の火力発電ユニットの実績に基づいた正確な値であるため、この式（８）によれば、各需要家は過去の一定期間において、電気の使用により排出したＣＯ2の量を正確に算出し、把握することができる。したがって、エネルギーの使用量やＣＯ2の排出量の報告を法的に義務づけられた需要家は、この式（８）による算出値を用いることができる。
【００３７】
また、表１に示したように、将来期間Ｓ′（上述のＳと同じ長さ）において、計画しうる電力消費パターンをｅ0′（ｔ），ｅ1′（ｔ），ｅ2′（ｔ），．．．とし、それぞれの場合のＣＯ2排出量および事業コストをＡ0′，Ａ1′，Ａ2′，．．．およびＣ0′，Ｃ1′，Ｃ2′とすると、ＣＯ2排出量は、原単位情報１０に記憶されているＣＯ2排出原単位の予測値ａ′（ｔ）から次式（９）により算出される。
【００３８】
【数７】
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【００３９】
このように、各需要家は将来の一定期間において電気の使用により排出されるＣＯ2の排出量の予測値を、電気の使用パターンに応じて算出することができる。したがって、需要家若しくは電気事業者は、当該需要家の複数の電力使用計画（上述の計画０，１，２，．．．）の中で最もＣＯ2排出量が少なくなる（ｍｉｎΣＡ′）ような計画を特定することができる。それにより、工場等は、最もＣＯ2排出量が少なくなるような電力使用パターンと生産ラインの運転スケジュールを選択することができる。あるいは、ＣＯ2排出可能量の上限値を割り当てる制度がある場合は、上述の電力使用計画から割当量を下回る計画を選択することができる。
【００４０】
さらに、ＣＯ2排出可能量の上限値が規定されており、この可能量の一部ΔＡ（売却時において正の値をとる）を売却することができるとする。この場合の相手方の購入代金をΔＣ（購入時において正の値をとる）とすると、売却時はΔＡ＞０でΔＣ＜０となり、購入時はΔＡ＜０でΔＣ＞０と表現することができる。また、このように排出可能量の一部を売却した需要家が、ＣＯ2排出可能量Ａの上限を超えたＣＯ2量Ａ″を売却後に最終的に排出したときに、その超過量に応じてペナルティＤ（Ａ″−Ａ）が課金されるとする。この場合、各計画における、売却分を加算したＣＯ2排出量Ａ″、並びに、購入代金ΔＣおよびペナルティＤを考慮した総コストＣ″は、次式（１０）により定義される。
【００４１】
【数８】
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【００４２】
よって、この需要家は、売買の有無に拘わらず、例えば計画ｉと計画ｊとを比較することで、売買代金の基準単価ｙ［円／ｋｇＣＯ2］を次式（１１）のように定義することができる。但し、Ａi″＞Ａj″で、かつ、Ｃｉ″＜Ｃj″、または、Ａi″＜Ａj″で、かつ、Ｃｉ″＞Ｃj″とする。それ以外の場合は、当然ながら排出量および事業コストが低い方が売買を伴わずに選択されるからである。
【００４３】
【数９】
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【００４４】
また、逆に、実際には売買分（取引分）がなかったとしても、このように各需要家においてＣＯ2排出量売買の基準単価ｙが算出できることにより、この基準単価ｙを用いてＣＯ2排出量取引市場を設立・運用することが可能となる。
【００４５】
以上に説明した本発明の実施形態において、達成される主要な効果を整理すれば、次のようになる。第１に産業・民生部門の各需要家にとり、エネルギー消費実態に即したより正確なＣＯ2排出量が算出可能となるため各需要家、ひいては、国のＣＯ2排出量削減に繋がるエネルギー消費行動が誘発される。同様に、ＣＯ2排出量の少ない水力・原子力発電等の電源への選択性が高まり、長期的にもＣＯ2排出量が低減さるような電力設備形成が誘発される。
【００４６】
第２に、改正省エネ法に規定された「省エネルギー情報の提供義務」を果たすことができ、同時に、夜間電力を用いた蓄熱機器等の環境面での優位性が高まり、これらの機器の普及を促進することができる。そして、このような機器の普及により、エネルギー利用時間が合理的に夜間等にシフトするよう誘導され、電力系統の年負荷率、および、日負荷率が向上する。
【００４７】
第３に、このように精度の高いＣＯ2排出原単位を提供することにより、需要家は自己の排出するＣＯ2の量を正確に把握することができるため、ＣＯ2排出権取引システムを構築して、ＣＯ2排出可能量を取引する市場を形成することができる。
【図面の簡単な説明】
【００４８】
【図１】本発明に係る排出原単位算出システムの構成を示すブロック図である。
【図２】発電端出力と燃料投入量の推移を説明するための説明図である。
【図３】上記排出原単位算出システムの処理を示すフローチャートである。
【図４】発電端出力と燃料投入量を予測するために、発電ユニットの運転状態を分割する範囲を示す説明図である。
【図５】発電端出力と燃料投入量の関係を示す近似曲線を説明するための説明図である。
【図６】ＣＯ2排出原単位の推移を説明するための説明図である。
【符号の説明】
【００４９】
１  排出原単位算出システム
２  発電ユニット
３  中央給電システム（給電制御手段）
６  実績値情報（実績値記憶手段）
７  原単位演算装置（原単位演算手段）
Ｓ１００  予測値推定処理（第１のステップ）
Ｓ１１０  販売電力推定処理（第２のステップ）
Ｓ１２０  ＣＯ2原単位算出処理（第３のステップ）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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